天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 7: 1236 - 1248

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.10.015

非常规天然气

黔西六盘水煤田大河边向斜龙潭组煤系页岩微观孔隙特征及其影响因素

  • 赵凌云 , 1, 2 ,
  • 吴章利 , 1, 2 ,
  • 钟毅 3 ,
  • 夏鹏 3, 4 ,
  • 魏元龙 1, 2 ,
  • 刘杰刚 5 ,
  • 王科 3, 4 ,
  • 陈世万 3, 4
展开
  • 1. 复杂构造区非常规天然气评价与开发自然资源部重点实验室，贵州 贵阳 550081
  • 2. 贵州省油气勘查开发工程研究院，贵州 贵阳 550081
  • 3. 贵州大学资源与环境工程学院，贵州 贵阳 550025
  • 4. 喀斯特地质资源与环境教育部重点实验室，贵州 贵阳 550025
  • 5. 贵州民族大学生态环境工程学院，贵州 贵阳 550025
吴章利（1984-），女，湖北恩施人，硕士，高级工程师，主要从事非常规天然气地质与开发研究. E-mail：.

赵凌云（1986-），男，贵州铜仁人，博士在读，高级工程师，主要从事非常规天然气地质与开发研究.E-mail：.

收稿日期: 2023-09-14

  修回日期: 2023-10-19

  网络出版日期: 2023-10-26

收起

Pore characteristic and its influencing factors of Longtan shale in Dahebian syncline， Liupanshui coalfield， western Guizhou Province

  • Lingyun ZHAO , 1, 2 ,
  • Zhangli WU , 1, 2 ,
  • Yi ZHONG 3 ,
  • Peng XIA 3, 4 ,
  • Yuanlong WEI 1, 2 ,
  • Jiegang LIU 5 ,
  • Ke WANG 3, 4 ,
  • Shiwan CHEN 3, 4
Expand
  • 1. Key Laboratory of Unconventional Natural Gas Evaluation and Development in Complex Tectonic Areas，Ministry of Natural Resources，Guiyang 550081，China
  • 2. Guizhou Academy of Petroleum Exploration and Development Engineering，Guiyang 550081，China
  • 3. College of Resources and Environmental Engineering，Guizhou University，Guiyang 550025，China
  • 4. Key Laboratory of Ministry of Education for Geological Resources and Environment，Guiyang 550025，China
  • 5. College of Eco⁃Environmental Engineering，Guizhou Minzu University，Guiyang 550025，China

Received date: 2023-09-14

  Revised date: 2023-10-19

  Online published: 2023-10-26

Supported by

The Geological Exploration Fund Project of Guizhou Province,China(52000021MGQSE7S7K6PRP)

the National Natural Science Foundation of China(42002166)

the China Guizhou Provincial Fund Project （Grant No. ZK［2020］YIBAN106）

Fold

摘要

黔西地区龙潭组煤系页岩厚度大、有机质丰度高、含气性好，是中国南方重要的页岩气勘探目标层位。以区内大河边向斜龙潭组煤系页岩全岩样品和干酪根样品为例，开展场发射扫描电镜、气体吸附、XRD矿物成分分析、TOC含量测定及显微组分分析等实验，讨论了中低成熟度煤系页岩孔隙发育特征及其主控因素。结果表明：该页岩为低成熟—中成熟页岩（镜质体反射率为0.68%~0.95%），孔隙类型有无机孔、有机孔和微裂缝，其中无机孔主要包括粒间孔、晶间孔、粒内孔和溶蚀孔，有机孔包括气孔和残余胞腔孔，微裂缝主要包括构造缝、有机质演化异常压力缝、成岩收缩缝和贴粒缝。全岩样品孔体积介于0.004 6~0.039 7 cm³/g之间，干酪根样品孔体积介于0.016 5~0.102 0 cm³/g之间，页岩中干酪根对孔隙的贡献率大于矿物。黏土矿物、方解石、有机质丰度和成熟度等对页岩总孔隙体积影响较大，黏土矿物含量、有机质成熟度与页岩孔隙体积呈显著正相关；方解石含量、TOC含量与页岩孔隙体积呈显著负相关。有机质的存在会充填微裂隙以及中孔、大孔，低成熟—中成熟阶段是干酪根大量裂解生成油气的阶段，同时产生大量有机孔。黏土矿物和有机质成熟度导致页岩孔隙分形维数增大，孔隙结构复杂程度增加，TOC含量导致页岩孔隙分形维数减小，孔隙结构复杂性降低。

关键词： 上扬子地区; 低熟页岩; 煤系页岩; 有机质; 孔隙结构; 分形维数

本文引用格式

赵凌云 , 吴章利 , 钟毅 , 夏鹏 , 魏元龙 , 刘杰刚 , 王科 , 陈世万 . 黔西六盘水煤田大河边向斜龙潭组煤系页岩微观孔隙特征及其影响因素[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(7) : 1236 -1248 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.10.015

Abstract

The Longtan coal-bearing shale in western Guizhou is characterized by its large thickness， high TOC content and gas content， and it is a significant target for shale gas exploration in southern China. This is a case study of the shale and kerogen from the shale samples of the Longtan Formation in the Dahebian syncline， western Guizhou Province. Scanning electron microscopy observation， gas adsorption measurement， XRD analysis were conducted to research the pore characteristic and its main controlling factors of these selected samples. The results indicate that the shale is a low-medium mature shale （with a vitrinite reflectance of 0.68%-0.95%）， and its pore types are inorganic pores， organic pores， and microfractures. Inorganic pores include intergranular， intercrystalline， intragranular， and dissolution pores. Organic pores include bubble and cellular pores. Microfractures mainly include structural fractures， abnormal pressure fractures of organic matter evolution， diagenetic contraction fractures， and adherent fractures. The pore volumes of the shale and kerogen samples range in 0.004 6-0.039 7 cm³/g， and 0.016 5-0.102 0 cm³/g， respectively， and the contribution rate of kerogen to pores in shale is greater than that of minerals. Clay minerals， calcite， organic matter abundance and maturity have a significant effect on the pore volume in shale. There is a significant positive correlation between clay minerals content and pore volume， and between thermal maturity and pore volume. However， both calcite content and TOC content are negatively correlated with pore volume. Organic matter will fill micro cracks， as well as mesopores and macropores. During the low-medium maturity stage， kerogen is extensively cracked to generate oil and gas， and generate a large number of organic pores. Clay minerals and thermal maturity lead to an increase in the fractal dimension of shale pores and an increase in the complexity of pore structure. TOC content leads to a decrease in the fractal dimension of shale pores and a decrease in the complexity of pore structure.

Key words： Upper Yangtze Region; Low mature shale; Coal measures shale; Organic matter; Pore structure; Fractal dimension

0 引言

中国2022年页岩气产量超过240×108 m3，是仅次于美国的全球第二大页岩气生产国。然而，这些页岩气主要产自四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩［1］，其他盆地或地区的海相页岩，乃至全国陆相页岩、海陆过渡相页岩尽管具有较大的页岩气勘探开发潜力，但尚未实现规模化商业开发［2-3］。近年来，学者们对国内陆相页岩油气、海陆过渡相页岩油气开展了系统的资源评价和储层研究工作，基本明确了勘探开发有利区和目标层系［4-8］。其中，黔西地区上二叠统龙潭组煤系页岩是我国重要的海陆过渡相页岩气勘探开发目标层系，该煤系页岩主要沉积于三角洲平原、潮坪—潟湖环境，有机质以III型、II2型为主，总有机碳（TOC）含量高（平均为2.43%~2.63%），有机质热演化程度差异大，未成熟（R O<0.5%）、低成熟（0.5%~0.7%）、中成熟（0.7%~1.3%）、高成熟（1.3%~2.0%）和过成熟（>2.0%）页岩均有发育，页岩气资源丰富，地质资源量约为2×1012 m3［4-5，9-14］。目前黔西龙潭组煤系页岩气规模开发尚未实现，这不仅与缺少适应性开发方式有关，也与对储层性质和气体赋存状态认识不全面有关［4］。已有研究［15-17］表明龙潭组煤系页岩孔隙包括粒间孔、粒内孔、微裂隙和有机孔，其中以无机孔为主，有机孔发育差，孔隙主要为页岩气提供吸附空间，微裂隙是游离气的容纳空间，同时也是页岩气扩散、渗流的通道。孔隙发育主要受有机质丰度、类型、成熟度和矿物组成的影响，镜质组是主要有机组分，孔隙发育较差［12，18］。页岩孔隙结构具有多尺度、几何形态多变、非均质性强等特点，对气体的赋存和运移有着重要的控制作用。高成熟阶段孔隙体积和比表面积均呈先减少后增加的变化趋势，过成熟阶段则表现为孔隙体积和比表面积均缓慢增加［17，19-22］。然而，现有研究主要集中于高—过成熟阶段的页岩，对中低成熟度（R O=0.5%~1.3%）页岩孔隙发育特征的认识还不足，制约了对该类储层性质的准确认识以及对煤系页岩孔隙演化特征的全面了解。
黔西六盘水煤田大河边向斜龙潭组页岩是我国南方重要的中低成熟度煤系页岩，为系统研究该类页岩储层特征提供了重要的样品来源。本文以六盘水煤田大河边向斜龙潭组煤系页岩为例，综合采用干酪根分离、扫描电镜鉴定、XRD矿物成分测定、TOC含量测定、低压N2/CO2吸附及分形维数分析等实验和理论分析方法，对页岩和干酪根样品孔隙结构开展定量化研究，探讨中低成熟度煤系页岩孔隙发育特征及其影响因素。

1 地质概况

大河边向斜位于六盘水市钟山区，面积约为130 km2，构造位置处于扬子陆块（Ⅰ级）黔北隆起（Ⅱ级）六盘水断陷（Ⅲ级）威宁北西向构造变形区［23］。该向斜内主要构造线走向为NWW—SEE向［图1（a）］，出露地层主要包括上二叠统峨眉山玄武岩组（P2 β）、龙潭组（P2 l）及汪家寨组（P2 wj），下三叠统飞仙关组（T1 f）、永宁镇组（T1 yn），中三叠统关岭组（T2 g）和第四系（Q）［图1（b）］。其中，龙潭组为研究区内最主要的含煤地层，属于潮坪—潟湖沉积，岩性主要有灰岩、页岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、煤、细砂岩，含有丰富的植物化石［24］。区内龙潭组平均厚度约为233.0 m，其中煤层平均总厚度约为25.9 m，页岩平均总厚度约为66.7 m，含煤系数和页岩系数分别为0.11和0.29。
图1 研究区位置和采样位置

（a）六盘水煤田构造纲要及研究区位置；（b）研究区地质图和DH井位置；（c）DH井龙潭组岩性柱状图

Fig.1 Locations of study area and samples

2 实验样品与方法

本文从大河边向斜DH井［图1（b）］采集了7个龙潭组煤系页岩样品，编号分别为DH-1s、DH-2s、DH-3s、DH-4s、DH-5s、DH-6s、DH-7s［图1（c）］。针对采集的页岩样品，开展了场发射扫描电镜观察、XRD矿物成分分析、显微组分分析、TOC含量测定、镜质体反射率（R O）测定等实验，其中显微组分分析、TOC含量、R O值测定分别参考石油天然气行业标准《透射光—荧光干酪根显微组分鉴定及类型划分方法》（SY/T 5125—1996）、国家标准《沉积岩中总有机碳的测定》（GB/T 19145—2003）、石油天然气行业标准“沉积岩中镜质体反射率测定方法”（SY/T 5124—2012）执行。
参考国家标准《沉积岩中干酪根分离方法》（GB/T 19144—2003）中的方法和流程从页岩样品中提取干酪根，干酪根样品编号分别为DH-1k、DH-2k、DH-3k、DH-4k、DH-5k、DH-6k、DH-7k。针对上述全岩样品和干酪根样品，采用Micromeritics ASAP 2460全自动比表面积和孔径分析仪开展低温N2和CO2吸附实验，其中，N2吸附实验条件为温度-195.85 ℃，平衡时间5 s；CO2吸附实验条件为温度0 ℃，平衡时间10 s。根据实验结果，采用BET模型和BJH模型计算N2吸附比表面积和孔体积，采用DFT模型计算CO2吸附孔体积和比表面积。

3 实验结果

3.1　矿物成分与有机地球化学特征

通过X射线衍射实验测定全岩矿物和黏土矿物组成，结果如表1所示。研究区龙潭组煤系页岩黏土矿物含量为19.7%~87.1%，平均为47.8%；石英含量为10.5%~54.0%，平均为30.3%；斜长石含量为0~18.8%，平均为3.2%；黄铁矿含量为0~14.2%，平均为5.7%。脆性矿物含量分布在12.9%~61.3%之间，平均为39.3%。黏土矿物主要为高岭石、绿泥石和伊/蒙混层，其中高岭石占3.2%~79.8%，平均为51.8%；绿泥石占4.8%~53.1%，平均为27.3%；伊/蒙混层占0~92.0%，平均为19.4%，部分样品中含少量的伊利石。
表1 研究区龙潭组煤系页岩矿物组分分析结果

Table 1 Mineral composition of the Longtan Formation coal measure shale in the study area

样品编号 深度/m 全岩矿物分析/% 黏土矿物相对含量/%
石英 方解石 黄铁矿 钾长石 斜长石 黏土矿物总量 I/S It Kao Chl
DH-1s 288.42 36.2 34.9 7.6 0.0 0.0 21.3 0 0 67.0 33.0
DH-2s 305.17 54.0 19.1 7.2 0.0 0.0 19.7 0 0 46.9 53.1
DH-3s 335.97 13.5 28.0 11.2 0.0 0.0 47.3 0 0 79.8 20.2
DH-4s 362.80 10.5 0.0 0.0 2.4 0.0 87.1 0 0 69.6 30.4
DH-5s 383.90 26.9 1.6 0.0 0.0 18.8 52.7 32.6 5.2 41.0 21.2
DH-6s 451.80 47.1 5.3 14.2 0.0 0.0 33.4 92.0 0 3.2 4.8
DH-7s 470.91 23.9 1.3 0.0 1.4 0.0 73.4 11.5 4.7 55.2 28.6

注：I/S为伊/蒙混层；It为伊利石；Kao为高岭石；Chl为绿泥石

研究区龙潭组煤系页岩TOC含量为1.2%~13.4%（表2），平均为6.4%。显微组分以镜质组为主，含量为76.80%~91.75%，平均为81.87%；惰质组含量为4.69%~15.55%，平均为9.35%；壳质组含量为2.06%~10.94%，平均为8.79%。基于显微组分，计算干酪根TI指数，结果表明干酪根类型均为Ⅲ型。样品R O值介于0.68%~0.95%之间，表明页岩处于低成熟—中成熟阶段。
表2 研究区龙潭组煤系页岩有机地球化学分析结果

Table 2 Organic geochemical characteristics of the Longtan Formation coal measure shale in the study area

样品编号 深度/m 显微组分相对含量/% 干酪根类型 TOC/% R O/%
镜质组 惰质组 壳质组
DH-1s 288.42 76.8 15.55 7.66 Ⅲ 13.4 0.68
DH-2s 305.17 77.37 13.16 9.47 Ⅲ 11.3 0.76
DH-3s 335.97 91.75 6.19 2.06 Ⅲ 6.34 0.78
DH-4s 362.8 79.69 12.5 7.81 Ⅲ 7.13 0.81
DH-5s 383.9 84.38 4.69 10.94 Ⅲ 3.89 0.88
DH-6s 451.8 83.08 / 16.92 Ⅲ 1.20 0.95
DH-7s 470.91 80 13.33 6.67 Ⅲ 1.81 0.94

注：“/”代表未检测到；类型指数根据TI=（腐泥组×100+壳质组×50-镜质组×75-惰质组×100）/100计算

3.2　扫描电镜分析

根据孔隙的成因机制、形态特征和发育位置，可将孔隙划分为无机孔、有机孔和微裂缝［25］（图2）。本文利用场发射扫描电镜观察了研究区龙潭组煤系页岩样品中3类孔隙的发育特征。
图2 研究区龙潭组煤系页岩孔隙发育特征

（a）粒间孔；（b）晶间孔；（c）粒间孔和晶间孔；（d）粒内孔；（e）溶蚀孔；（f）溶蚀孔；（g）气孔；（h）气孔和残余胞腔孔；（i）构造缝；（j）有机质演化异常压力缝；（k）成岩收缩缝；（l）贴粒缝

Fig. 2 Pore characteristic of the Longtan Formation coal measure shale in the study area

无机孔主要为粒间孔［图2（a）］、晶间孔［图2（b），图2（c）］、粒内孔［图2（d）］和溶蚀孔［图2（e），图2（f）］。有机孔包括气孔［图2（g），图2（h）］和残余胞腔孔［图2（h）］，其中以气孔为主，形成于有机质成藏和热演化过程，发育程度和结构特征受有机质类型、含量和成熟度等因素影响［26］，残余胞腔孔为原生有机孔，在成岩过程中多被矿物充填。微裂缝主要包括构造缝［图2（i）］、有机质演化异常压力缝［图2（j）］、成岩收缩缝［图2（k）］和贴粒缝［图2（l）］。

3.3　气体吸附分析

3.3.1 N2吸附

本文全岩样品和有机质样品的N2吸附曲线在形态上整体都呈S型（图3），属于国际纯粹与应用化学协会（IUPAC）定义的Ⅱ型等温吸附线［27］。全岩样品脱附曲线在中等压力处形成陡坡，回滞环宽大，表现出H2型回线特征，兼有H3型回线特征，表明全岩样品孔隙形状以墨水瓶型和狭缝型为主，分析这部分孔隙可能来自页岩中粒间孔和黏土矿物片层状结构［28-29］。干酪根样品吸脱附曲线大致重合，显示无回线或回线甚小，表明有机质孔隙主要为一端封闭的圆柱形孔，且干酪根样品吸附曲线后段上升速率明显大于全岩样品，证明有机质孔隙开放度更大［30］。
图3 N2吸附解吸曲线

Fig.3 Nitrogen sorption/dedesorption curves

研究区全岩样品平均孔径为4.79~15.64 nm（图4），均值8.67 nm，干酪根样品平均孔径为12.52~18.57 nm，均值15.62 nm。全岩样品比表面积为0.27~32.75 m2/g，均值13.81 m2/g，干酪根样品比表面积为2.75~20.33 m2/g，均值6.98 m2/g。全岩样品孔体积为0.001 0~0.035 1 cm3/g，均值0.017 5 cm3/g，干酪根样品孔体积为0.007 7~0.091 6 cm3/g，均值0.028 0 cm3/g。
图4 煤系页岩和干酪根孔隙分布

（a）孔径；（b）比表面积；（c）孔体积

Fig.4 Pore distribution of coal measure shale and kerogen

3.3.2 CO2吸附

全岩样品和干酪根样品CO2等温吸附曲线类似于Ⅰ型等温吸附曲线（图5），干酪根吸附量明显大于全岩，说明干酪根中微孔更加发育。
图5 CO2吸附曲线

Fig.5 Carbon dioxide adsorption curves

CO2吸附反映的是0.35~1.1 nm孔径范围的微孔，结果显示全岩微孔体积为0.003 7~0.006 7 cm³/g（图6），平均为0.005 1 cm³/g，比表面积为8.76~18.29 m²/g，平均为13.62 m²/g。干酪根微孔孔体积为0.006 5~0.011 5 cm³/g，平均为0.009 9 cm³/g，比表面积为19.65~30.94 m²/g，平均为26.71 m²/g。干酪根微孔发育多于全岩，其微孔体积和比表面积均大于全岩。原因可能是页岩处于成熟生烃溶蚀阶段（0.7%<R O<1.3%），此阶段有机质初次裂解生烃形成大量有机质孔，使有机质微孔数量大大增加［31］。
图6 煤系页岩及干酪根微孔分布

（a）孔体积；（b）比表面积

Fig.6 Micropores distribution of coal measure shale and kerogen

4 讨论

4.1　孔隙发育特征

全岩与干酪根的N2吸附曲线形态存在明显差异（图3），说明①有机孔与无机孔的形状和连通性不同，有机孔多为一端封闭的圆柱形孔；②页岩孔隙中以无机孔为主，因此导致页岩全岩的吸附曲线基本不具前一条中的有机孔特征。
页岩内部孔隙形状极不规律，孔径大小悬殊，通常采用不同孔径范围的孔体积分布参数用以表征孔隙分布和发育状况［32］。综合N2和CO2吸附实验结果（图7），计算全岩和干酪根中不同尺寸孔隙占比。本文孔隙大小采用IUPAC的定义，即孔径小于2 nm为微孔，2~50 nm为中孔，大于50 nm为大孔。
图7 煤系页岩及干酪根不同尺寸孔隙占比

Fig.7 Proportions of pores with different sizes in coal measure shale and kerogen

计算结果如图7所示，全岩样品孔体积介于0.004 6~0.039 7 cm³/g之间，平均值为0.022 5 cm³/g，主要由微孔和中孔提供，其中微孔体积占比14%~78%，平均为39%，中孔体积占比12%~76%，平均为50%，大孔体积占比5%~20%，平均为11%。干酪根样品孔体积介于0.016 5~0.102 0 cm³/g之间，平均值为0.037 9 cm³/g，微孔、中孔、大孔对孔体积的贡献度差异不大，其中微孔体积占比11%~54%，平均为36%；中孔体积占比22%~41%，平均为31%；大孔体积占比22%~48%，平均为33%。值得说明的是，干酪根的密度小于页岩，因此相同质量的干酪根与页岩，干酪根的体积远大于页岩，可能导致干酪根的孔隙体积比全岩大。针对该问题，本文计算了单位体积干酪根和页岩中的孔体积，结果为1 cm3全岩孔体积为0.012 0~0.103 2 cm3（全岩孔体积乘以页岩密度2.6 g/cm3），平均为0.058 5 cm3，1 cm3干酪根孔体积为0.026 4~0.163 2 cm3（干酪根孔体积乘以干酪根密度1.6 g/cm3），平均0.060 6 cm3。
根据上述实验和计算结果可以推断，页岩中有机质对孔隙的贡献率大于矿物，这与前人［33］研究成果一致；全岩孔隙以中孔为主，部分中孔可能会被有机质填充，使得中孔占比降低［34］，如样品DH-1和样品DH-2，TOC含量高，大量有机质的存在可能会充填部分中大孔隙。

4.2　孔隙发育影响因素

基于页岩矿物成分、有机地球化学参数、气体吸附孔隙结构等分析结果，绘制页岩样品孔体积与页岩组分之间的相关图（图8）。从图8中可以发现，矿物组成和有机地球化学特征均会影响页岩中孔隙的发育程度。矿物组成中，以黏土矿物和方解石对孔隙发育程度影响较大。黏土矿物含量越高，页岩孔隙体积越大，决定系数（R 2）为0.537 1［图8（b）］，原因可能是黏土矿物本身发育较多的晶间孔［图2（c）］，是页岩孔隙的重要贡献者。方解石含量越高，页岩孔隙体积越小，R 2=0.833 7［图8（c）］，说明方解石的形成充填了部分原有孔隙，且方解石自身孔隙发育较差，仅有少量的溶蚀孔［图2（e）］。石英是页岩中的刚性矿物颗粒，对页岩孔隙具有保护作用，能够使孔隙抵抗上覆地层压力而不闭合［31，35］，但本文页岩样品石英与孔体积呈微弱负相关，说明该页岩以黏土矿物为主，石英等刚性颗粒漂浮在黏土矿物中，未能形成支撑格架［图2（a）］。
图8 页岩样品孔体积与矿物、有机地球化学参数之间相关性

（a）石英含量与孔体积相关性；（b）黏土矿物含量与孔体积相关性；（c）方解石含量与孔体积相关性；（d）TOC含量与孔体积相关性；（e）R O与孔体积相关性；（f）镜质组含量与孔体积相关性

Fig.8 Correlation of pore volume with minerals and organic geochemical parameters for shale samples

有机地球化学特征中，以有机质丰度和成熟度对孔隙的影响较大，有机组分的影响较小（图8）。页岩样品中TOC含量与孔体积呈显著负相关，R 2=0.800 6［图8（d）］，证实有机质的存在会充填微裂隙以及中孔、大孔［图2（k）］。R O值与孔体积呈显著正相关，R 2高达0.822 3［图8（e）］，原因可能是页岩样品整体处于低成熟—成熟阶段（R O=0.68%~0.95%，表2），是干酪根大量裂解生成油气的阶段，干酪根的裂解产生大量有机孔［36-37］。从前文分析结果可知，干酪根是页岩中较为多孔的组分，因此有机孔的增加能够很大程度上提高页岩的孔体积。将对孔隙发育程度影响较大的黏土矿物、TOC含量和R O值与不同尺寸孔隙体积进行对比（图9），探究不同孔隙的影响因素。
图9 不同尺寸孔隙与页岩黏土矿物含量、TOC含量、R O的相关性

（a）黏土矿物含量与大孔体积相关性；（b）黏土矿物含量与中孔体积相关性；（c）黏土矿物含量与小孔体积相关性；（d）TOC含量与大孔体积相关性；（e）TOC含量与中孔体积相关性；（f）TOC含量与小孔体积相关性；（g）R O与大孔体积相关性；（h）R O与中孔体积相关性；（i）R O与小孔体积相关性

Fig.9 Correlation among different size pores， shale clay minerals， TOC content， and R O

黏土矿物含量与页岩中孔体积具有较好的正相关性，R 2为0.553 6［图9（b）］，且与微孔具有一定相关性，R 2为0.271 5［图9（c）］，但与大孔的相关性很弱，R 2仅为0.073 7［图9（a）］，说明黏土矿物提供的孔隙主要是中孔，其次为微孔，黏土矿物相关的大孔多被有机质充填［图2（c）］。TOC含量与页岩内大孔体积和中孔体积呈显著负相关，R 2分别达到0.524 6和0.741 7［图9（d），图9（e）］，但TOC含量与微孔体积呈正相关，R 2为0.280 4［图9（f）］，这可能是因为有机质充填了页岩中的部分中孔和大孔，导致中孔、大孔体积随有机质含量的增加显著降低，此外有机质本身可以提供大孔、中孔和微孔［图7（b）］，但提供的中孔、大孔体积相比其填充的体积差距较大。测试样品中，有机质成熟度的升高会导致样品中大孔、中孔和微孔均有不同程度的增加，且对中孔的影响最为明显，R 2高达0.774 8［图9（h）］，对大孔和微孔的影响也较明显，R 2分别为0.418 5和0.342 9［图9（g），图9（i）］，说明有机质的热演化形成的有机孔确实包括了微孔、中孔和大孔，生烃早期应当以微孔为主，随着生烃作用不断进行，微孔逐渐连通形成中孔乃至大孔（图10）。
图10 页岩有机孔特征

Fig.10 Organic pores characteristics in shale

4.3　孔隙分形维数特征及其影响因素

分形维数可以定量表征孔隙结构的物质空间充填程度、结构复杂性等，逐渐成为页岩孔隙结构研究的重要手段［38］。微孔分形维数与孔隙结构的相关性弱，因此采用N2吸附数据用于表征多孔介质页岩的分形维数，进而精细刻画页岩孔隙的结构特征。气体分形维数的计算方法主要包括热力学方法、分形BET模型、分形Langmuir模型和分形FHH模型，其中应用较为广泛的是FHH模型。运用FHH模型，分形维数计算方法为：
LnV=KLn［Ln（P 0/P）］+C
D=K+3
式中：V为不同相对压力（P/P 0）下吸附气体体积，cm3/g；P 0为气体饱和蒸气压，MPa；K为直线斜率，无量纲；C为常数，无量纲；D为分形维数，无量纲。
页岩是一种多分形结构［39］，根据N2吸脱附曲线可知，P/P 0<0.45和P/P 0>0.45展现出2种不同的吸附机制。P/P 0<0.45下的分形维数D 1表示孔隙表面分形维数，反映范德华力作用；P/P 0>0.45下的分形维数D 2表示孔隙结构分形维数，反映毛细凝聚作用。基于氮气吸附数据得到全岩和干酪根的N2吸附体积和相对压力的双对数曲线。分形维数计算结果见表3，全岩样品D 1值为2.426 7~2.651 4，平均为2.538 6，全岩样品D 2值为2.514 7~2.874 3，平均为2.706 2。干酪根样品D 1值为2.436 2~2.492 1，平均为2.447，干酪根样品D 2值为2.470 2~2.561 4，平均为2.518。全岩样品分形维数大于干酪根样品分形维数，证明全岩孔隙更为复杂。全岩样品和干酪根样品D 2大于D 1，反映页岩和干酪根孔隙结构的非均质性略强于孔隙表面粗糙度和微孔不规则性。已有研究［40］显示，当大孔的孔隙结构复杂程度大于微孔时，D 2会大于D 1，其原因为大孔类型多样，包括粒间孔、粒内孔、晶间孔等，而微孔类型较为单一，因此大孔结构更加复杂。全岩分形维数偏大，多数样品分形维数大于2.6，表明大河边向斜煤系页岩表面粗糙程度较高，孔隙连通性较差，储层非均质性较强。
表3 页岩和干酪根孔隙分形维数

Table 3 Fractal dimension of shale and kerogen

样品编号 全岩 干酪根
D 1 D 2 D 1 D 2
DH-1s 2.426 7 2.514 7 2.462 2 2.527 8
DH-2s 2.435 7 2.608 3 2.439 6 2.521 0
DH-3s 2.468 1 2.568 1 2.436 2 2.492 2
DH-4s 2.566 7 2.874 3 2.439 1 2.519 2
DH-5s 2.651 4 2.746 7 2.492 1 2.470 2
DH-6s 2.588 0 2.789 5 2.455 8 2.561 4
DH-7s 2.633 5 2.842 1 2.404 0 2.536 3

注： D 1为P/P 0<0.45下的分形维数；D 2为P/P 0>0.45下的分形维数

分形维数和孔隙体积的相关性分析显示，全岩样品中微孔、中孔、大孔均与分形维数呈正相关关系（图11），微孔和中孔与分形维数相关性明显，大孔与分形维数相关性较弱，表明全岩中微孔和中孔对分形维数贡献最大，是导致孔隙结构非均质性及复杂性的主因。其原因可能是：①孔径较小的微孔和中孔提供了更多的比表面积，为气体吸附提供了更多接触面积和吸附位点；②微孔和中孔孔径更小，吸附势阱更深，孔壁对气体分子的吸附作用力更大，吸附能力也越强［41］。干酪根样品孔体积与分形维数D 1呈正相关关系，与分形维数D 2呈负相关关系，说明随着孔体积增加，有机孔表面粗糙程度增加，孔隙结构复杂性降低［42］。
图11 全岩和干酪根孔隙体积与分形维数相关关系

Fig.11 Correlation between pore volume and fractal dimension of whole rock and kerogen

将分形维数计算结果与煤系页岩黏土矿物含量、TOC含量和成熟度R O进行相关性（图12）分析发现，分形维数与黏土矿物含量呈正相关关系，与TOC含量呈负相关关系，与成熟度R O呈正相关关系。
图12 分形维数与黏土矿物含量、TOC含量、成熟度R O相关性

Fig.12 Correlation among fractal dimension and clay mineral content， TOC content， and maturity R O

根据前文分析结果，黏土矿物含量、有机质成熟度和有机质丰度是影响页岩孔隙发育的主要因素，随着黏土矿物含量增加，黏土矿物片层结构带来的平板状孔隙增加，导致分形维数增大，孔隙结构复杂程度增加。本文研究的页岩样品处于低—中热演化阶段，该阶段内，随着有机质成熟度增加，有机孔大量生成，同时微孔逐渐演化形成中孔乃至大孔，导致孔隙结构复杂程度增加。TOC含量与孔隙体积呈负相关关系（图9），即TOC含量越高，可能充填部分无机孔和微裂隙，导致孔隙数量越少，孔隙结构复杂性降低，因而孔隙分形维数减小。

5 结论

（1）黔西六盘水煤田大河边向斜龙潭组低—中成熟度煤系页岩孔隙类型包括无机孔、有机孔和微裂隙。其中，无机孔主要包括粒间孔、晶间孔、粒内孔和溶蚀孔；有机孔包括气孔和残余胞腔孔，以气孔为主；微裂缝主要包括构造缝、有机质演化异常压力缝、成岩收缩缝和贴粒缝。
（2）页岩中干酪根对孔隙的贡献率大于矿物。干酪根中大孔、中孔和微孔占比接近，分别为33%、31%和36%。页岩中孔隙以中孔和微孔为主，占比分别为50%和39%，大孔较少，占比为11%，原因可能是有机质充填在无机孔和微裂隙中，占据了大孔、中孔的空间。
（3）黏土矿物、方解石、有机质丰度和成熟度等对页岩总孔隙体积影响较大，黏土矿物含量越高，页岩孔隙体积越大；方解石含量越高，页岩孔隙体积越小；TOC含量与孔体积呈显著负相关，决定系数R 2达0.800 6，证实有机质的存在会充填微裂隙以及中孔、大孔；R O值与孔体积呈显著正相关，R 2高达0.822 3，原因可能是页岩样品整体处于低成熟—中成熟阶段（R O=0.68%~0.95%），是干酪根大量裂解生成油气的阶段，干酪根的裂解产生大量有机孔。
（4）全岩D 1值为2.426 7~2.651 4，D 2值为2.514 7~2.874 3；有机质D 1值为2.436 2~2.492 1，D 2值为2.470 2~2.561 4。黏土矿物片层结构带来的平板状孔隙增加，导致分形维数增大，孔隙结构复杂程度增加。在低—中热演化阶段，随着有机质成熟度增加，有机孔大量生成，同时微孔逐渐演化形成中孔乃至大孔，导致孔隙结构复杂程度增加。TOC含量越高，可能充填部分无机孔和微裂隙，导致孔隙数量越少，孔隙结构复杂性降低，因而孔隙分形维数减小。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
邹才能，杨智，董大忠，等.非常规源岩层系油气形成分布与前景展望［J］.地球科学，2022，47（5）：1517-1533.

ZOU C N，YANG Z，DONG D Z，et al.Formation，distribution and prospect of unconventional hydrocarbons in source rock strata in China［J］. Earth Science，2022，47（5）：1517-1533.

2
张金川，史淼，王东升，等.中国页岩气勘探领域和发展方向［J］.天然气工业，2021，41（8）：69-80.

ZHANG J C，SHI M，WANG D S，et al. Fields and directions for shale gas exploration in China［J］.Natural Gas Industry，2021，41（8）：69-80.

3
郭旭升，赵永强，申宝剑，等.中国南方海相页岩气勘探理论：回顾与展望［J］.地质学报，2022，96（1）：172-182.

GUO X S，ZHAO Y Q，SHEN B J，et al. Marine shale gas exploration theory in southern China：Review and prospects［J］. Acta Geologica Sinica， 2022，96（1）：172-182.

4
朱立军. 上扬子东部古生代被动陆缘页岩气地质理论技术与实践［M］. 北京：科学出版社， 2018.

ZHU L J. Theory， Technology and Practice of Passive Continental Margin Shale Gas Geology in the Paleozoic Era of Eastern Shangyangtze Region［M］. Beijing： Science Press， 2018.

5
董大忠，邱振，张磊夫，等.海陆过渡相页岩气层系沉积研究进展与页岩气新发现［J］.沉积学报，2021，39（1）：29-45.

DONG D Z，QIU Z，ZHANG L F， et al. Progress on sedimentology of transitional facies shales and new discoveries on shale gas［J］. Acta Sedimentologica Sinica，2021，39（1）：29-45.

6
胡宗全，王濡岳，刘忠宝，等.四川盆地下侏罗统陆相页岩气源储特征及耦合评价［J］.地学前缘，2021，28（1）：261-272.

HU Z Q，WANG R Y，LIU Z B，et al. Source-reservoir characteristics and coupling evaluations for the Lower Jurassic lacustrine shale gas reservoir in the Sichuan Basin［J］. Earth Science Frontiers，2021，28（1）：261-272.

7
金之钧. 中国页岩油资源发展战略研究［M］. 北京：石油工业出版社， 2022.

JIN Z J. Research on the Development Strategy of Shale Oil Resources in China［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2022.

8
李阳，赵清民，吕琦，等.中国陆相页岩油开发评价技术与实践［J］. 石油勘探与开发，2022，49（5）：955-964.

LI Y， ZHAO Q M， LÜ Q， et al. Evaluation technology and practice of continental shale oil development in China［J］. Petroleum Exploration and Development，2022，49（5）：955-964.

9
MOU Y, XIA P, ZHU L J, et al. Geochemical characteristics of the shale gas reservoirs in Guizhou Province, South China[J]. Arabian Journal of Chemistry, 2024, 17(3): 105616.

10
ZHANG J Z，LI X Q，ZHANG X Q，et al. Geochemical and geo-logical characterization of marine-continental transitional shales from Longtan Formation in Yangtze area，South China［J］. Marine and Petroleum Geology，2018，96：1-15.

11
邓恩德，易同生，颜智华，等.海陆过渡相页岩气聚集条件及勘探潜力研究——以黔北地区金沙参1井龙潭组为例［J］.中国矿业大学学报，2020，49（6）：1166-1181.

DENG E D， YI T S， YAN Z H， et al. Accumulation condition and shale gas potential of the marine-terrestrial transitional facies：A case study of Jinshacan 1 Well of Longtan Formation in northern Guizhou［J］. Journal of China University of Mining & Technology， 2020，49（6）：1166-1181.

12
马啸. 黔西地区龙潭组泥页岩储层精细表征［D］. 北京：中国地质大学（北京），2021.

MA X. Fine Characterization of Shale Reservoir of Longtan Formation in Western Guizhou［D］. Beijing： China University of Geosciences（Beijing）， 2021.

13
ZHAO L Y， ZHOU P M， LOU Y， et al. Geochemical characteristics and sedimentary environment of the Upper Permian Longtan coal series shale in western Guizhou Province， South China［J］. Geofluids， 2021（1）： 9755861.

14
LOU Y， SU Y L， WANG W D， et al. Coal facies and its effects on pore characteristics of the Late Permian Longtan coal， western Guizhou， China［J］. Geofluids， 2022（1）：6071514.

15
LUO W，HOU M C，LIU X C，et al. Geological and geochemical characteristics of marine-continental transitional shale from the Upper Permian Longtan Formation，northwestern Guizhou，China［J］. Marine and Petroleum Geology，2018，89： 58-67.

16
HUANG J L， ZOU C N， DONG D Z， et al. Geochemical and reservoir characteristics of the Upper Triassic continental shale in the Sichuan Basin，China［J］.Energy Exploration & Exploitation， 2015， 33（3）： 375-396.

17
曹涛涛，刘光祥，曹清古，等.有机显微组成对泥页岩有机孔发育的影响——以川东地区海陆过渡相龙潭组泥页岩为例［J］.石油与天然气地质，2018，39（1）：40-53.

CAO T T， LIU G X， CAO Q G， et al. Influence of maceral composition on organic pore development in shale：A case study of transitional Longtan Formation shale in eastern Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology，2018，39（1）：40-53.

18
NING S T,XIA P,HAO F,et al. Pore Fractal Characteristics between Marine and Marine-Continental Transitional Black Shales: A Case Study of Niutitang Formation and Longtan Formation[J]. Fractal and Fractional, 2024,8(5)：288.

19
WANG X T， SHAO L Y， ERIKSSON K A， et al. Evolution of a plume-influenced source-to-sink system： An example from the coupled central Emeishan large igneous province and adjacent western Yangtze cratonic basin in the Late Permian， SW China［J］. Earth Science Reviews， 2020， 207： 103224.

20
CAO Q， QI M H， LI X W， et al. Study on organic matter enrichment and reservoir characteristics of Permian Longtan Formation shale in Southeast Sichuan［J］. Frontiers in Earth Science， 2022， 10： 895941.

21
WU Z R， HE S， LI X C， et al. Comparative study on pore structure characteristics of marine and transitional facies shales： A case study of the Upper Permian Longtan Formation and Dalong Formation in the Lower Yangtze area， South China［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering， 2022， 215： 110578.

22
JAVADPOUR F. Nanopores andapparent permeability of gas flow in mudrocks（shales and siltstone）［J］.Journal of Canadian Petroleum Technology，2009，48：16-21.

23
贵州省地质调查院. 中国区域地质志·贵州志［M］. 北京：地质出版社，2017.

Guizhou Geological Survey. Regional Geology of China： Guizhou Province［M］. Beijing： Geology Press， 2017.

24
鲍齐文. 大河边向斜煤层气系统及其地质控制［D］. 徐州：中国矿业大学，2019.

BAO Q W. Coalbed Methane System and Its Geological Controls in Dahebian Syncline，Guizhou，China［D］. Xuzhou：China University of Mining and Technology， 2019.

25
孙寅森，郭少斌.基于图像分析技术的页岩微观孔隙特征定性及定量表征［J］.地球科学进展，2016，31（7）：751-763.

SUN Y S，GUN S B.Qualitative and quantitative characteristics of shale microscopic pore characteristics based on image analys te-chnology［J］.Advances in Earth Science，2016，31（7）：751-763.

26
聂海宽，张金川.页岩气储层类型和特征研究——以四川盆地及其周缘下古生界为例［J］.石油实验地质，2011，33（3）：219-225，232.

NIE H K， ZHANG J C. Types and characteristics of shale gas reservoir：A case study of Lower Paleozoic in and around Sichuan Basin［J］. Petroleum Geology & Experiment，2011，33（3）：219-225，232.

27
WANG E Z， GUO T L， LI M W， et al. Depositional environment variation and organic matter accumulation mechanism of marine-continental transitional shale in the Upper Permian Longtan Formation， Sichuan Basin，SW China［J］. ACS Earth and Space Chemistry， 2022， 6： 2199-2214.

28
李全中，蔡永乐，胡海洋. 泥页岩中黏土矿物纳米孔隙结构特征及其对甲烷吸附的影响［J］.煤炭学报，2017，42（9）：2414-2419.

LI Q Z， CAI Y L， HU H Y. Characteristics of nano-pore structure of clay minerals in shale and its effects on methane adsorption capacity［J］. Journal of China Coal Society， 2017，42（9）：2414-2419.

29
韩向新，姜秀民，王德忠，等. 燃烧过程对页岩灰孔隙结构的影响［J］.化工学报，2007，58（5）：1296-1300.

HAN X X， JIANG X M， WANG D Z， et al. Effect of combustion process on pore structure of oil shale ash［J］. CIESC Journal， 2007，58（5）：1296-1300.

30
陈萍，唐修义. 低温氮吸附法与煤中微孔隙特征的研究［J］. 煤炭学报，2001，26（5）：552-556.

CHEN P， TANG X Y. The research on the adsorption of nitrogen in low temperature and micro-pore properties in coal［J］. Journal of China Coal Society， 2001， 26（5）： 552-556.

31
张妮，林春明，俞昊，等.下扬子黄桥地区二叠系龙潭组储层特征及成岩演化模式［J］.地质学刊，2015，39（4）：535-542.

ZHANG N， LIN C M， YU H，et al. Characteristics and diagenetic evolution model of the Permian Longtan Formation reservoir in the Huangqiao area of the Lower Yangtze region［J］. Journal of Geology，2015，39（4）：535-542.

32
于炳松.页岩气储层孔隙分类与表征［J］.地学前缘，2013，20（4）：211-220.

YU B S. Classification and characteristics of gas shale pore system［J］. Earth Science Frontiers，2013，20（4）：211-220.

33
杨永飞，王晨晨，姚军，等.页岩基质微观孔隙结构分析新方法［J］.地球科学，2016，41（6）：1067-1073.

YANG Y F， WANG C C， YAO J， et al. A new method for microscopic pore structure analysis in shale matrix［J］. Earth Science，2016，41（6）：1067-1073.

34
LOUCKS R G， RUPPEL S C. Mississippian Barnett shale： Lithofacies and depositional setting of a deep-water shale-gas succession in the Fort Worth Basin，Texas［J］.AAPG Bulletin， 2007，91（4）：579-601.

35
ROSS D J K， BUSTIN R M. Characterizing the shale gas resource potential of Devonian-Mississippian strata in the western Canada sedimentary basin： Application of an integrated formation evaluation［J］. AAPG Bulletin， 2008， 92： 87-125.

36
ROSS D J K， BUSTIN R M. The importance of shale composition and pore structure upon gas storage potential of shale gas reservoirs［J］.Marine and Petroleum Geology，2009，26：916-927.

37
吉利明，马向贤，夏燕青，等.黏土矿物甲烷吸附性能与微孔隙体积关系［J］.天然气地球科学，2014，25（2）：141-152.

JI L M， MA X X， XIA Y Q， et al. Relationship between methane adsorption capacity of clay minerals and micropore volume［J］. Natural Gas Geoscience，2014，25（2）：141-152.

38
MILLIKEN K L， RUDNICKI M， AWWILLER D N， et al. Organic matter-hosted pore system， Marcellus Formation（Devonian），Pennsylvania［J］.AAPG Bulletin，2013，97（2）：177-200.

39
贺伟钟，孚勋，贺承祖，等.储层岩石孔隙的分形结构研究和应用［J］.天然气工业， 2000， 20（2）：67-70，4-3.

HE W Z， FU X， HE C Z， et al. Fractal texture research on the pores in reservois rocks and its application［J］. Natural Gas Industry， 2000， 20（2）：67-70，4-3.

40
王志伟，卢双舫，王民，等. 湖相、海相泥页岩孔隙分形特征对比［J］.岩性油气藏， 2016， 28（1）： 88-93．

WANG Z W，LU S F，WANG M， et al. Fractal characteristics of lacustrine shale and marine shale［J］. Lithologic Reservoirs， 2016， 28（1）： 88-93．

41
杨峰，宁正福，王庆，等.页岩纳米孔隙分形特征［J］.天然气地球科学，2014，25（4）：618-623.

YANG F， NING Z F， WANG Q， et al. Fractal characteristics of nanopore in shales［J］. Natural Gas Geoscience，2014，25（4）：618-623.

42
杨锐. 鄂西渝东地区五峰组—龙马溪组页岩孔隙结构与连通孔隙流体示踪［D］. 北京：中国地质大学（北京），2018.

YANG R. Pore Structure and Tracer-containing Fluid Migration in Connected Pores of Wufeng and Longmaxi Shales From Western Hubei and Eastern Chongqing Regions［D］.Beijing： China University of Geosciences（Beijing）， 2018.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司